MEDICIÓN DE PARÁMETROS DE FLUÍDOS EN TUBERÍAS EMPLEANDO PRESIONES ACÚSTICAS Referencias cruzadas a solicitudes relacionadas Esta solicitud es una continuación en parte de las solicitudes de Patentes norteamericanas co-pendientes mancomunadas, números de serie 09/105,534, titulada "Fluid Parameter Measurement in Pipes Using Acoustic Pressures" , (Medición de Parámetros de fluido en tuberías empleando presiones acústicas) , presentada el dia 26 de Junio de 1998, y contiene una materia relacionada con la divulgada en las solicitudes de Patentes Norteamericanas co-pendientes mancomunadas: Número de serie (número de referencia CiDRA CC- 0187), titulada "Measurement of Propagating Acoustic Waves in Compliant Pipes" (Medición de la Propagación de Ondas Acústicas en Tuberías Flexibles) , presentada contemporáneamente con la presente, número de serie (número de referencia CiDRA CC-0194) , titulado "Displacement Based Pressure Sensor Measuring Unsteady Pressure in a Pipe" (Sensor de presión basado en desplazamiento para la medición de presión inestable en una tubería) , y número de serie
(número de referencia CiDRA CC-0102A) , titulada "Non- Intrusive Fiber Optic Pressure Sensor for Measuring Unsteady
Pressures within a Pipe" (Sensor de presión de fibra óptica no intrusivo para la medición de presiones irregulares dentro de una tubería) , presentada contemporáneamente con la presente, todas la cuales se incorporan aquí por referencia. CAMPO TÉCNICO Esta invención se refiere a la medición de parámetros de fluido en tuberías, y más particularmente a la medición de la velocidad del sonido y parámetros relacionados de fluidos en tuberías empleando presiones acústicas. ANTECEDENTES DE LA TÉCNICA Se sabe que la velocidad del sonido amez<il.a de fluidos en tuberías puede emplearse para determinar varios parámetros de los fluidos, como se describe en la patente Norteamericana No. 4,080,837, titulada "Sonic Measurement of Flow Rate and Water Content of Oil-Water Streams" (Medición sónica de regímenes de flujo y contenido de agua de corrientes de petróleo-agua) de Alexander et al., Patente Norteamericana No. 5,115,670, titulada "Measurements of Fluid Properties of Two-Phase Fluids Using an Ultrasonic Meter" (Medición de propiedades de fluido de fluidos de dos fases empleando un medidor ultrasónico), de Shen, y Patente Norteamericana No. 4,114,439, titulada "Apparatus for Ultrasonically Measuring Physical Parameters of Flowing Media" (Aparato para la medición ultrasónica de parámetros físicos de medios en flujo) , de Fick. Tales técnicas tienen un par de transmisores/receptores (transceptores) acústicos que generan una señal acústica y miden el tiempo que requiere para que la señal acústica se desplace entre los 'transceptores. Esto se conoce también como un método de "tiempo de tránsito". Sin embargo, dichas técnicas requieren de un control preciso de la fuente acústica y son costosas y/o complejas para implementar en la electrónica. Así mismo, estas técnicas emplean señales acústicas ultrasónicas como la señal acústica medida, que son señales de alta frecuencia, de longitud de onda corta (es decir, lcr-gitudes de onda que son cortas en comparación con el diámetro de la tubería) . Dispositivos ultrasónicos típicos operan a cerca de 200 kHz, lo que corresponde a una longitud de onda de aproximadamente 0.76 cm (0.3 pulgadas) en el agua. En general, para permitir la propagación de señales a través del fluido de manera no impedida y por consiguiente interpretable, el fluido debe ser homogéneo hasta escalas de longitudes varias veces más pequeñas que la longitud de onda de la señal acústica. Así, los criterios para la homogeneidad del fluido se vuelven cada vez más estrictos con señales de longitud de onda más cortas. Por consiguiente, las faltas de homogeneidades en el fluido, como por ejemplo burbujas, gas, polvo, arena, residuos, estratificación, glóbulos de líquido, y similares, reflejan o dispersan la señal ultrasónica transmitida. Dichas reflexión y dispersión inhiben la capacidad del instrumento para determinar la velocidad de propagación. Por esta razón la aplicación de medidores de flujo ultrasónicos ha sido limitada primariamente a flujos bien mezclados. COMPENDIO DE LA INV?NCIÓN Objetos de la presente invención incluyen el suministro de un sistema para medir la velocidad de sonido de fluidos en tuberías . De conformidad con la presente invención, un aparato para medir cuando menos un parámetro de una mezcla de por lo menos un fluido en la tubería, que comprende un conjunto espacial de por lo menos dos sensores de presión, colocados en ubicaciones axiales diferentes a lo largo de la tubería, y cada uno midiendo una presión acústica dentro de la tubería en la ubicación axial correspondiente, cada uno de estos sensores proporciona una señal de presión acústica que indica la presión acústica dentro de la tubería en dicha ubicación axial de un sensor correspondiente de dichos sensores; y un procesador de señales, que responde a dichas señales de presión, que proporciona una señal que indica la velocidad del sonido de la mezcla en la tubería. También de conformidad con la presente invención, el procesador de señales comprende una lógica que calcula una velocidad con la cual se propaga el sonido a lo largo del conjunto espacial. De conformidad con la presente invención, el procesador de señales comprende una lógica que calcula una representación de dominio de frecuencia de cada una de las señales de presiones acústicas (o bien señal basada en frecuencia para cada una de las señales de presión acústica) . De conformidad con la presente invención, el procesador de señales comprende una lógica que calcula una relación entre dos de las señales de frecuencia. De conformidad con la presente invención, los sensores comprenden por lo menos tres sensores. De conformidad con la presente invención, los sensores de presión son sensores de presión basados en rejilla de Bragg de fibra óptica. De conformidad con la presente invención, por lo menos uno de los sensores de presión mide una presión promediada circunferencial en una ubicación axial dada del sensor. Todavía con referencia a la presente invención, por lo menos uno de los sensores de presión mide la presión en más que un punto alrededor de una circunferencia de la tubería en la ubicación axial dada del sensor. La presente invención ofrece una mejora significativa en comparación con la técnica anterior ofreciendo una medición de la medición de la velocidad de sonido de una mezcla de uno o varios fluidos dentro de la tubería (en donde un fluido se define como un líquido o un gas) mediante el uso de un conjunto axial de mediciones de presión acústica (o bien ac, dinámica, irregular, o bien variando con un tiempo) a lo largo de la tubería. Una fuente de ruido acústico explícita no se requiere, puesto que los ruidos acústicos de fondo dentro de la tubería (o bien fluido ahí) proporcionaran probablemente una excitación suficiente para permitir la caracterización de la velocidad del sonido de la mezcla simplemente mediante el hecho de escuchar la acústica pasivamente. La invención funciona con señales acústicas que tienen frecuencias más bajas (y por consiguiente longitudes de onda ,más largas) que las frecuencias empleadas para medidores ultrasónicos, como por ejemplo por debajo de aproximadamente 20 kHz (según el diámetro de la tubería) . Como tal, la invención tolera mejor la introducción de gas, arena, residuos o bien otras inho ogeneidades en el flujo. La invención funciona con espaciado arbitrario de sensores y números arbitrarios de Mach de flujo Mx; sin embargo, si los sensores se colocan de manera espaciada regularmente y la velocidad axial del flujo es pequeña y por consiguiente no significativa en comparación con la velocidad del sonido en la mezcla (es decir, número de Mach de la mezcla MX es pequeña en comparación con uno) la velocidad del sonido puede determinarse como una función explícita de la representación de dominio de frecuencias (señal basada en frecuencias) para las señales de presión acústica en una frecuencia de evaluación dada w . Puesto que la velocidad del sonido es una propiedad intrínseca en mezclas, la presente invención puede emplearse para medir cualquier parámetro (o bien característica) de cualquier mezcla de uno o varios fluidos en la tubería en donde dicho parámetro está relacionado con la velocidad de la mezcla amez-ia/ por ejemplo, fracción de fluido, temperatura, salinidad, partículas de arena, residuos, propiedades de tubería, etc, o cualquier otro parámetro de la mezcla que se relacione con la velocidad del sonido de la mezcla. Por ejemplo, la presente invención puede emplearse para medir fracciones de volumen de fluido (o bien composiciones o corte o contenido) de una mezcla de cualquier número de fluidos en donde la velocidad del sonido de la mezcla a.- zcia se relaciona con las fracciones volumétricas de dos constituyentes de la mezcla, por ejemplo petróleo/agua, petróleo/gas, agua/gas (o bien en la cual dicha velocidad del sonido de la mezcla ameZcia es sustancialmente determinada por dichas fracciones volumétricas de dos constituyentes de la mezcla) . Así mismo, la presente invención puede emplearse para medir la velocidad del sonido de cualquier mezcla y puede emplearse en combinación con otras cantidades conocidas para derivar un contenido de fase de mezclas con constituyentes múltiples (más que dos) . La presente invención permite la determinación de la velocidad del sonido en la tubería independientemente de la orientación de la tubería, es decir, vertical, horizontal, o bien cualquier orientación entre estas dos. Asi mismo, la invención no requiere de ningún trastorno del flujo dentro de la tubería (por ejemplo, un orificio o venturi) . Además, la invención emplea mediciones de presión ac (o bien irregulares o bien dinámicas) en oposición a mediciones de presión estática (de) y por consiguiente es menos sensible a cambios estáticos (o bien errores) en la detección. Además, si se emplean sensores de presión de fibra óptica para entornos rudos para obtener las mediciones de presión, tales sensores eliminan la necesidad de componentes electrónicos en la perforación, lo que mejora la confiabilidad de la medición. Asi mismo, un medidor de deformación (óptico, eléctrico, etc.) que mide la deformación de la circunferencia de la tubería puede emplearse para medir la presión ac. Sensores envueltos en fibra óptica pueden emplearse como medidores ópticos de deformación para proporcionar una presión promediada circunferencialmente. Así, la presente invención ofrece mediciones no intrusivas de la velocidad del sonido (y otros parámetros correspondientes) , lo que permite el monitoreo y la optimización en tiempo real para exploración y producción de petrólec y gas, y para otras aplicaciones. Loa anterior y otros objetos, características y ventajas de la presente invención serán más aparentes con relación a la siguiente descripción detallada de modalidades ejemplares de dicha invención. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es un diagrama de bloques esquemático de un sistema de medición de parámetros de fluidos de conformidad con la presente invención. La figura 2 es una gráfica de la velocidad de sonido de una mezcla versus la fracción volumétrica de agua porcentual para una mezcla de petróleo/agua, de conformidad con la presente invención. La figura 3 es un modelo de matriz de transmisión para las características acústicas de una tubería e:emplar que tiene nueve secciones y una impedancia de radiación ?rao, de conformidad con la presente invención. La figura 4, ilustraciones (a)-(c) son gráficas de valores axiales para las propiedades Pmezc-a. amezcia/ hagUa de una mezcla para los segmentos de la tubería de la figura 3 de conformidad con la presente invención. La figura 5 es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una proporción de 2 presiones P1/P2, para impedancia de radiación de 1.0, fracción de agua de 50%, y propiedades axiales de la figura 4, de conformidad con la presente invención. La figura 6, es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una relación entre las presiones P1/P3, para impedancia de radiación de 1.0, fracción de agua de 50%, y propiedades axiales de la figura 4, de conformidad con la presente invención. La figura 7 es una gráfica de la magnitud de la velocidad de estimación de sonido versus un término de error en un rango de frecuencias, empleando las respuestas de frecuencia de las figuras 5, 6, de conformidad con la presente invención. La figura 8 es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una proporción de dos presiones P1/P2, para impedancia de radiación de 0.5, fracción de agua de 50%, y propiedades axiales constantes de la mezcla, de conformidad con la presente invención. La figura 9 es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una proporción de dos presiones P1/P3, para impedancia de radiación de 0.5, fracción de agua de 50%, y propiedades axiales constantes de la mezcla, de conformidad con la presente invención. La figura 10 es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una proporción entre las presiones P1/P2, para impedancia de radiación de 0.5, fracción de agua de 5%, y propiedades axiales constantes de la mezcla, de conformidad con la presente invención. La figura 11 es una gráfica de magnitud y fase versus frecuencia para una proporción de dos presiones P1/P3, para impedancia de radiación de 0.5, fracción de agua de 5%, y propiedades axiales constantes de la mezcla, de conformidad con la presente invención. La figura 12 es una gráfica de la magnitud de la velocidad de estimación de sonido versus un término de error en un rango de frecuencias, empleando la respuesta de frecuencia para dos fracciones de agua porcentuales diferentes, de las figuras 8-11, de conformidad con la presente invención. La figura 13 es una gráfica de contorno de velocidad de sonido versus Mach axial versus un término de error, para fracción de agua de 5%, número de Mach de 0.05, a 25 Hz de conformidad con la presente invención. La figura 14 es una gráfica de contorno de velocidad de sonio versus Mach axial versus un término de error, para fracción de agua de 50%, número de Mach 0.05, a 25 Hz, de conformidad con la presente invención. La figura 15 es una porción de un diagrama de flujo lógico para la lógica de la figura 1, de conformidad con la presente invención. La figura 16 es una continuación del diagrama de flujo lógico de la figura 15, de conformidad con la presente invención. La figura 17 es un diagrama de bloques esquemático de un sistema de medición de parámetros de fluido, en una aplicación de pozo de petróleo o de gas, empleando sensores de fibra óptica de conformidad con la presente invención. La figura 18 es una gráfica de velocidad de sonido contra espesor de pared de una tubería para una tubería rígida y no rígida de conformidad con la presente invención. La figura 19 es una vista en corte transversal de una tubería, que muestra una pluralidad de sensores alrededor de la circunferencia de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 20 es una vista lateral de una tubería que tiene una manga aislante alrededor de la región de detección de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 21 es un vista de extremo de una tubería que muestra la presión dentro y fuera de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 22 es una vista lateral de una tubería que tiene fibra óptica alrededor de la tubería en cada ubicación de medición de presión inestable y un par de rejillas de Bragg alrededor de cada envoltura óptica, de conformidad con la presente invención. La figura 23 es una vista lateral de una tubería que tiene fibra óptica envuelta alrededor de la tubería en cada ubicación de medición de presión inestable con una rejilla de
Bragg única entre cada par de envolturas ópticas, de conformidad con la presente invención. La figura 24 es una vista lateral de una tubería que tiene fibra óptica envuelta alrededor de la tubería en cada ubicación de medición de presión inestable sin rejillas de
Bragg alrededor de cada una de las envolturas, de conformidad con la presente invención. La figura 25 es una geometría alternativa de una envoltura óptica de las figuras 21, 22, de una geometría de tubo de radiador, de conformidad con la presente invención. La figura 26 es una geometría alternativa de una envoltura óptica de las figuras 21, 22, de una geometría de pista de carrera, de conformidad con la presente invención. La figura 27 es una vista óptica de una tubería que tiene un par de rejillas en cada ubicación de detección axial de conformidad con la presente invención. La figura 28 es una vista lateral de una tubería que tiene una rejilla única en cada ubicación de detección axial, de conformidad con la presente invención. La figura 29 es una vista superior de 3 medidores de deformación alternativos, de conformidad con la presente invención. La figura 30 es una vista lateral de una tubería que tiene 3 medidores de deformación espaciados axialmente fijados ahí, de conformidad con la presente invención. La figura 31 es una vista de extremo de una tubería que tiene tres sensores de presión inestable espaciados entre ellos dentro de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 32 es una vista lateral de una tubería que tiene tres sensores de presión inestable espaciados axialmente dentro de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 33 es una vista lateral de una tubería que tiene tres sensores de presión inestable espaciados axial y radialmente dentro de la tubería, de conformidad cor- la presente invención. La figura 34 es una vista lateral de una tubería que tiene un tubo interno con envolturas de fibras ópticas distribuidas axialmente para sensores de presión inestable, de ccnformidad con la presente invención. La figura 35 es una vista lateral de una tubería que zier-e un tubo interno con sensores de presión inestable distribuidos axialmente a lo largo del tubo, de conformidad con la presente invención. La figura 36 es una vista lateral de una tubería que tiene un tubo interno con tres hidrófonos distribuidos axialmente ubicados dentro del tubo, de conformidad con la presente invención. La figura 37 es un diagrama que muestra la propagación' de ondas acústicas a partir de una fuente única de un espacio bidimensional en un conjunto espacial, de conformidad con la presente invención. La figura 38 es una vista lateral de una tubería que tiene ondas acústicas que se desplazan hacia la izquierda y hacia la derecha que se propagan a lo largo de la tubería, de conformidad con la presente invención. La figura 39 es un diagrama que muestra la propagación de ondas acústicas a partir de dos fuentes de un espacio bidimensional en un conjunto espacial, de conformidad con la presente invención. La figura 40 es un diagrama de bloques esquemático de una modalidad alternativa de un sistema de medición de parámetros de fluidos, de conformidad con la presente invención. La figura 41 es una gráfica de velocidad de sonido versus corte de agua, de conformidad con la presente invención. MODALIDAD PPEFERIDA DE LA INVENCIÓN Con relación a la figura 1, se muestra una tubería (o bien conducto) 12 que tiene tres sensores de presión acústica 14,16,18, ubicados en tres ubicaciones Xi, x2, x3 a lo largo de la tubería 12. La presión puede medirse a través de orificios en la tubería 12 que comunican con sensores de presión externos o bien por otras técnicas comentadas más adelante. Los sensores de presión 14, 16, 18 proporcionan señales de presión que varían con el paso del tiempo P:(t), P2(t), P3(t) en las lineas 20, 22, 24, a lógicas de transformación de Fourier rápida (FFT) conocidas 26, 28, 30, respectivamente. Las lógicas de FFT 26, 28, 30 calculan la transformación de Fourier de las señales de entrada basadas en tiempo P?(t), P2(t), P3(t) y proporcionan señales de dominio de frecuencia compleja (o bien basados en frecuencias) P?(?), P2(?), P3(?) en líneas 32, 34, 36 que indican el contenido de frecuencia de las señales ingresadas. En vez de FFT's, cualquier otra técnica para obtener las características del dominio de frecuencia de las señales P_(t), P2(t), P3(t), puede emplearse. Por ejemplo, la densidad espectral transversal y la densidad espectral de potencia pueden emplearse para formar una función de transferencia de dominio de frecuencia (o bien respuesta de frecuencia o relaciones) como se comenta a continuación. Así mismo, algunas o la totalidad de las funciones dentro de la lógica 60 pueden ser implementadas en programática (empleando un microprocesador o computadora) y/o firmware, o bien pueden implementarse empleando equipo analógico y/o digital, que tiene una memoria suficiente, interfaces adecuadas, y la capacidad de efectuar las funciones descritas aquí . Las señales de frecuencia Px(?), P2(?), P3(?) se alimentan a una lógica de lógica de cálculo ame2Cia_Mx 40 que proporciona una señal en linea 46 que indica la velocidad de sonido de la mezcla (se comenta con mayores detalles a continuación) . La señal amezcia se proporciona a la lógica de representación (o bien ecuaciones) 48, que convierte amezc?a en una composición porcentual del fluido y proporciona una señal %Comp. en una línea 50 que indica esto (como se comenta más adelante) . Así mismo, si el número de Mach Mx no es insignificante y si se desea conocerlo, la lógica de cálculo 40 puede también proporcionar una señal Mx en una linea 59 que indica el número de Mach Mx (de conformidad con lo comentado más adelante) . Más específicamente, en el caso de ondas acústicas unidimensionales planares en una mezcla homogénea, se sabe que el campo de presión acústica P(x,t) en una ubicación x a lo largo de una tubería, donde la longitud de onda ? de las ondas acústicas a medir es larga en comparación con el diámetro de la tubería 12 (es decir, ?/d»l), puede expresarse como la superposición de una onda que se desplaza hacia la derecha y una onda que se desplaza hacia la izquierda, de la siguiente manera:.
Ecuación 1
Donde A, B son las amplitudes complejas basadas en frecuencia de las ondas que se desplazan hacia la derecha y hacia la izquierda, respectivamente, x es la ubicación de medición de presión en una tubería, ? es la frecuencia (en rad/seg, donde ?=2pf) , y kr, k: son números de onda para las ondas que se desplazan hacia la derecha y hacia la izquierda, respectivamente, que se definen de la siguiente manera: ,y a mezcla . Ecuación 2 donde ar-»;.-:. es la velocidad del sonido en la mezcla en la tubería, ? es la frecuencia (en rad/seg1, y M es el número de Mach axial del flujo de la mezcla dentro de la tubería, donde :
V mezcla - H mezcla Ecuación 3
Donde Vmezcia es la velocidad axial de la mezcla. En el caso de mezclas no homogéneas, el número de Mach axial representa la velocidad promedio de la mezcla y la descripción de campo acústico de frecuencia baja permanece sustancialmente no alterada. La representación del dominio de frecuencia P(x,?) del campo de presión acústica basado en tiempo P(x,t) dentro de una tubería, es el coeficiente del término e~?~ de la ecuación 1 de la siguiente manera:
P(x,?) Ecuación 4
Con referencia a la figura 1, hemos encontrado que empleando la ecuación 4 para P(x,?) en tres ubicaciones axialmente distribuidas de medición de presión Xi, x2, x3, a lo largo de la tubería 12 se lleva a una ecuación para amezia en función de la relación de mediciones de presiones basadas en frecuencia, lo que permite que los coeficientes A, B puedan eliminarse. Para resultados óptimos A y B son sustancialmente constantes en el tiempo de medición y sustancialmente no ser crea sonido (ni energía acústica) ni se destruye sonido ni energía acústica en la sección de medición. La excitación acústica entra en la sección de prueba solamente a través de los extremos de la sección de prueba 51 y, por consiguiente, la velocidad del sonido dentro de la sección de prueba 51 puede medirse de manera independiente del entorno acústico externo de la sección de prueba. Particularmente, las mediciones de presión del dominio de frecuencia P?(?), P2 (?) , P (?) en las tres ubicaciones x-.,x2/ x3. respectivamente, a lo largo de la tubería 12 empleando la ecuación 1 para las ondas que se desplazan hacia la derecha y hacia la izquierda son las siguientes:
P?(?) =P(x = x, ,?) = Ae~* «*?-. + Be Ecuación 5
P2(?) = P(x = x2,?) = Ae'^^ + Be+ik'x> Ecuación 6
P3(?) = P(x = x. ,?) = Ae *? + Be**'1' Ecuación 7
donde, para una frecuencia dada A y B son constantes arbitrarias que describen el campo acústico entre los sensores 14, 16, 18. La formación de la relación P: .?) , P- (?) a partir de las ecuaciones 6, 7, y la resolución para B/A proporciona la siguiente expresión:
P (?) ,-< - PX?) A P?(?) ... ,"*.-. Ecuación 8 LP2 (?)
donde, R se define como el coeficiente de reflexión. La formación de la relación P:(?)/P3(?) a partir de las ecuaciones 5 y 7 y la resolución para cero proporciona:
= 0 Ecuación 9
donde R=B/A se define por la ecuación 8 y kr y kl se relacionan con un araez=?a de conformidad con lo definido por la ecuación 2. La ecuación 9 puede también resolverse numéricamente, por ejemplo, mediante la definición de un "error" o bien término residual como la magnitud del lado izquierdo de la ecuación 9, e iterando para minimizar el término de error.
Ecuación 10 = Error
Para muchas aplicaciones en la industria del petróleo, las velocidades axiales del flujo en la tubería es pequeña en comparación con la velocidad del sonido en la mezcla (es decir, el número de Mach axial M es pequeño en comparación con uno) . Por ejemplo, la velocidad axial del petróleo Vperr.. : en un pozo de petróleo típico es de aproximadamente 304.8 cm/segundo (10 pies/segundo) y la velocidad del sonido del petróleo aPe-róie. es de aproximadamente 121,920 cm/segundo
(4000 pies/segundo) . Por consiguiente, el número de Mach Mx de una mezcla de petróleo pura es de 0.0025 (VPetr6ieo/aPe-rí:eo=10/4000) , y la ecuación 2 se reduce a aproximadamente :
? K = kA- Ecuación 11 O~m-ezcla
y la distinción entre los números de ondas para las ondas que se desplazan hacia la derecha y hacia la izq2uierda se elimina. En este caso (cuando Mx es no significativo) , puesto que la totalidad de las variable en la ecuación 10 se conocen excepto a„,ezc?a, el valor para ame:..a puede ser determinada de manera iterativa mediante la evaluación del término de error en una frecuencia dada ? y variando amezcia hasta que el término de error llegue a cero. El valor de ame;cia en el cual la magnitud del término de error es igual a cero (o bien es un mínimo) , corresponde al valor correcto a la velocidad de sonido de la mezcla amezcia- Puesto que la ecuación 10 es una función de la frecuencia ?, la velocidad del sonido ame-.:- en el cual el error llega a cero es la misma para cada frecuencia o evaluada (se comenta con mayores detalles más adelante) . Sin embargo, en la práctica pueden existir algunas variaciones en cuanto a ciertas frecuencias debido a otros efectos, por ejemplo, modos de tubería, perturbación de presión de acústica, errores de discretización, etc., que pueden ser filtradas, colocadas en una ventana, promediadas, etc., si se desea (se comenta con mayores detalles a continuación) . Además, puesto que cada frecuencia es una medición independiente del mismo parámetro, las mediciones múltiples pueden ser ponderadas, promediadas o filtradas para proporcionar una medición única más robusta de la velocidad de sonido. Un ejemplo de cómo la velocidad de sonido de la mezcla a -- -ia en la tubería 12 puede emplearse es para determinar la fracción volumétrica de la mezcla. Particularmente, la velocidad de sonido de una mezcla amezcia de dos fluidos (donde un fluido se define aquí como un líquido o un gas) en una tubería se relaciona en general con la fracción volumétrica de los dos fluidos. Esta relación puede determinarse experimentalmente o bien analíticamente. Por ejemplo, la velocidad del sonido de una mezcla puede expresarse de la siguiente manera:
Ecuación 12
donde ai, a2 son las velocidades conocidas de sonido, pi, p2 son las densidades conocidas y h, h; son las fracciones volumétricas de los dos fluidos respectivos, arre-cia es la velocidad del sonido de la mezcla y las densidades pi, p_ de los dos fluidos se encuentran dentro de aproximadamente un orden de magnitud (10:1) entre ellas. Otras expresiones que relacionan la fracción de fase con la velocidad de sonido pueden emplearse, derivándose experimentalmente, analíticamente, o bien de manera computacional. Con referencia a la figura 2, en donde el fluido de la mezcla de petróleo/agua, una curva 10 muestra la velocidad del sonido de la mezcla ameZcia graficada en función de la fracción volumétrica de agua empleándola ecuación 12. Para este ejemplo ilustrativo, los valores empleados para la densidad (p) y la velocidad del sonido (a) de petróleo y agua son las siguientes : Densidad (p) kg/m3 Velocidad del sonido (a) lagua" 152,400 cm/segundo (5,000 pies/seg); 121,920 cm/segundo (4,000 pies/seg). Los subíndices 1, 2 de la ecuación 12 asignados a los parámetros para cada fluido son arbitrarios a condición que el sistema de notación empleado sea consistente. Así, si la velocidad del sonido de la mezcla ameZcia se mide, se puede determinar la fracción petróleo/agua. Con referencia a la figura 3, para ilustrar el concepto, por ejemplo, un modelo de matriz de transmisión para las características acústicas de una tubería ejemplar que tiene 9 secciones (o bien elementos o segmentos) 1-9, una fuente acústica 64, una impedancia de radiación (o bien transmisión) ?rd (?rad=P/pmeZciaamezciaµmeZcia) donde µmeZcia es una perturbación acústica; Mx=0, y donde las presiones Pi, P;, P3 se miden a través de secciones de prueba 5-6 y 6-7. Para este ejemplo, cada elemento tiene una longitud de un metro. Según la aplicación, una fuente de ruido acústico explícita puede o no requerirse, puesto que los ruidos acústicos de fondo dentro de la tubería pueden proporcionar udna excitación suficiente para permitir una medición de la velocidad de sonido a partir de las presiones acústicas ambientes existentes. En aplicación en pozo de petróleo o gas, si los ruidos acústicos de fondo no son suficientes, se puede colocar una fuente de ruido acústico (no se muestra) en la superficie del pozo o bien dentro del pozo, a condición que la fuente esta acústicamente conectada a la sección de prueba 51 en la cual se mide la velocidad del sonido. Con referencia a la figura 4, ilustraciones (a)-(c), se muestra un ejemplo de las propiedades axiales de la mezcla en los segmentos 1-9 de la tubería 12. La fracción volumétrica de agua h, la velocidad de sonido de la mezcla ameZcia. y la densidad de la mezcla pmezcia varían sobre la longitud de la tubería 12 y los segmentos de prueba 5, 6 (de 4 a 6 metros) entre las mediciones de presión P1-P3 tienen propiedades constantes. Particularmente, los valores para pmezcia. amezcia, hagua para las secciones 1-9, respectivamente, se muestran gráficamente en la figura 4, y son los siguientes: .1, 0.2, 0.3, 0.4, 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9; 730, 760, 790, 820, 850, 850, 910, 940, 970 (kg/m2); 123,535.44, 125,303.28, 127,314.96, 129,570.48, 132,100.32, 132,100.32, 138,348.72, 142,250.16, 146,852.64 cm/segundo (4053, 4111, 4177, 4251, 4334, 4334, 4539, 4667, 4818 pies/segundo) ; Con referencia a las figuras 5, 6, la magnitud y fase de la relación de las señales de presión basadas en frecuencia P?(?)/P2(?) y P?(?)/P3(?) aparecen para el modelo de la figura 3 con las propiedades de la figura 4 con 50% de agua en la sección de prueba y una impedancia de radiación de ?rad=1.0 que corresponde a una tubería de largo infinito con propiedades constantes de pmezcia y amezcia para la sección 9 y más allá. Con referencia a la figura 7, el término de error de la ecuación 10 empleando las respuestas de frecuencia de las figuras 5, 6, es una familia de curvas, una curva para cada frecuencia ?, donde él valor del error se evalúa para los valores de amez-ia que varían desde aagua 152,400 cm/segundo
(5,000 pies/seg) a apetr-ie- 121.920 cm/segundo (4000 pies/seg) en cada frecuencia y la frecuencia varía de 5 a 200 Hz en incrementos de 5Hz. Otras frecuencias pueden emplearse si se desea. La velocidad del sonido amezcia en donde el error llega a cero (o bien es minimizado) es la misma para cada frecuencia ? evaluada. En esta caso, el error es minimizado en un punto 70 donde amezcia es 132,130.8 cm/segundo (4335 pies/seg) . A partir de la figura 2 para una mezcla de petróleo/agua, un ameZcia de 132,130.8 cm/segundo (4335 pies/seg) corresponde a una relación volumétrica de agua de 50% en la sección de prueba lo que corresponde a la fracción de agua del modelo. Así mismo, la sensibilidad de un cambio en un ameZcia a un cambio en error varía con base en la frecuencia de evaluación. Así, el desempeño puede ser optimizado mediante la evaluación a amezci3 en frecuencias específicas de baja sensibilidad, tales frecuencias pueden ser determinadas según la aplicación especifica y la configuración específica. Con referencia a las figuras 8, 9, para una impedancia de radiación ?rad=0.5, la magnitud y fase de las respuestas es de frecuencia (es decir, la relación de señales de presión basada en frecuencia) P?(?)/P2(?) y P?(?)/P3(?) se muestran para el modelo de la figura 3 con propiedades constantes en todas las secciones 1-9 de 50% de fracción de agua (h=0.5), densidad de mezcla 850 kg/m3, y velocidad de sonido de la mezcla ameZcia= 132,100.32 cm/segundo (4334 pies/seg). Con referencia a la figura 12, para una fracción de agua de 50%, la magnitud del término de error de la ecuación 10 empleando las respuestas de frecuencia de las figuras 8, 9, es una familia de curvas, una curva para cada frecuencia ?, donde el valor de amezcia varía de aagUa 152,400 cm/segundo (5000 pies/seg) a apetróieo 121,920 cm/segundo (4000 pies/seg) en cada frecuencia y se muestra en 4 frecuencias 50, 100, 150, 200 Hz . Como ' se comenta más adelante, la velocidad del sonido de amezcia donde el error llega a cero (o bien es minimizado) es la misma para cada frecuencia ? evaluada. En este caso, el error es minimizado en un punto 72 donde a-ez-ia = 132,100.32 cm/segundo (4334 pies/seg), lo que corresponde al valor de amezcia ilustrado en la figura 7 para la misma fracción de agua y para ?rad diferente. A partir de la figura 2 (o bien ecuación 2) , para una mezcla de petróleo/agua, una am.-cia de 132,100.32 cm/segundo (4334 pies/seg) corresponde a una relación volumétrica de agua de 50% en la sección de prueba lo que corresponde a la fracción de agua en el modelo. Esto muestra que la invención determinara de manera precisa amezcia independientemente de las propiedades acústicas de la mezcla fuera de las secciones de prueba y/o impedancias de terminación. Con referencia a las figuras 10, 11, la magnitud y fase de las respuestas de frecuencia (es decir, la relación entre las señales de presión basada en frecuencia) P?(?)/P2(?) y P?(?)/P3(?) se muestran para el modelo de la figura 3 con propiedades constantes en todas las secciones 1-9 de la fracción de agua la 5% (h=0.05), densidad de mezcla 715 kg/m3, velocidad de sonido de mezcla 122,712.48 cm/segundo (4026 pies/seg) , y una impedancia de radiación ?rad=0.5. Con referencia a la figura 12, para una fracción de agua de 5%, la magnitud del término de error de la ecuación 10 empleando las respuestas de frecuencias de las figuras 10, 11, es una familia de curvas de línea de rallas, una curva para cada frecuencia ?, donde le valor de amezcia varía de aagUa 152,400 cm/segundo (5000 pies/seg) a apetrói-o 121,920 cm/segundo (4000 pies/seg) en cada frecuencia y se muestra en cuatro frecuencias 50, 100, 150, 200 Hz . Como se comento antes, la velocidad de conocido amezcia donde el error llega a cero (o bien es minimizado) es la misma para cada frecuencia ? evaluada. En esta caso, el error es minimizado en un punto 74 donde 122,712.48 cm/segundo (4026 pies/seg). A partir de la figura 1 (o bien ecuación 1) , para una mezcla de petróleo/agua, una ameZcia de 122,712.48 cm/segundo (4026 pies/seg) corresponde a una relación volumétrica de agua de 5% en la sección de prueba lo que corresponde a la fracción de agua del modelo y, por consiguiente, verifica los resultados del modelo. Con referencia a la figura 12, tanto para una fracción de agua de 5% como de 50%, la sensibilidad del cambio en amezc?a a un cambio de error varía con base en la frecuencia de evaluación. Particularmente, para este ejemplo, de las cuatro frecuencias ilustradas, el error se acerca a cero con la pendiente mayor (?error/?amezcia) para la curva de 200 Hz, haciendo más fácil la detección del valor en donde el error llega a cero, y por consiguiente el valor de ameZ:;i. ASÍ, 200 Hz seria probablemente una frecuencia robusta a emplear para determinar la velocidad de sonido en este ejemplo. Si los sensores de presión están espaciados de manera igual
(es decir, xl-x2 = x3-x2: o bien ?xl=?x2=?x) y el número de
Mach axial Mx es pequeño en comparación con uno (y por consiguiente kr=kl=k) la ecuación 10 puede ser resulta para k (y por consiguiente a.-e—ia) en una solucicn de forma cerrada como una función de las respuestas de frecuencia de presión (o bien relaciones entre señales basadas en frecuencia) de la siguiente manera:
? _1_ k = +V.2 Ecuación 13
' mezcl. ?r M (p,22+2PnPu2 + P 2P -4P,,2)* 2P„
Resolviendo para se obtiene:
Ecuación 14
donde Pi2 = P?(?)/P2(?), Pi3 = P?(?)/P3(?), i es la raíz cuadrada de -1, y el resultado de la función Log[] es un numero imaginario, lo que proporciona un número real para la velocidad del sonido a.-nezcia- La solución analítica a la ecuación 10 mostrada en ecuaciones 13 y 14 es válida primariamente para las frecuencias para las cuales la longitud de la sección de prueba 51 a lo largo de la tubería 12 (es decir, x3-xl o bien 2?x para sensores con espaciado igual) es más corta que la longitud de onda ? de las ondas acústicas a medir. Esta restricción se debe a numerosas soluciones posibles a la ecuación 10. Soluciones alternativas a la ecuación 10 para otros rangos de frecuencia pueden derivarse empleando varias técnicas conocidas. Una solución de forma cerrada alternativa para arr.e_--.a (en una forma trigonométrica) a partir de las tres presiones de las ecuaciones 5-7, en donde los sensores de presión están espaciados de manera igual y Mx es no significativo (es decir kl=kr) , es de la siguiente manera. La formación de la relación [Pi (?) +P3 (?) ] /P_ (?) a partir de las ecuaciones 5-7, proporciona la siguiente expresión:
P{(?) + P,(?) Ae^ + Be+Ib> + Ae^1 + Be +ikx. P2(?) Ae" -i*kx1 + Be Ecuación 15
Para sensores espaciados de manera igual, xl=0, x2=?x, x3=?x (xl=0 solamente por conveniencia), que proporciona:
P^ + P^?) = A + B + Ae -2??- + Be +2-i?? Ecuación 16 P2(?) Ae'**1 + Be** Dividiendo el numerador y el denominador por A, se obtiene
P (?) + Py(?) l + D Re.+2-k-a P2 (?) --t?i + Re +-Í?I Ecuación 17
Donde R=B/A se define por la ecuación con xl=0, x2=?x, que proporciona:
Ecuación 18
Colocando R en la ecuación 17, se obtiene:
Ecuación 19
Simplificando la ecuación 19 se obtiene:
Ecuación 20
Distribuyendo ios términos y simplificandc, se obtiene:
PM + PM -e-^ +e^ Ecuación 21 P2(?) -e-^ +e***
Empleando la relación entre exponentes y la función sinusoidal, se obtiene:
P{(?) + Py(?) _ 2¿sin(2A?r) _ 2s-ñ(/r)cos(fa.) P2(?) 2s-n(fc) sin(¿x) Ecuación 22
Simplificando y sustituyendo se obtiene:
o?x? PM + PÁ<») = 2cos(kAx) = 2co¿i P2( >) am« Ecuación 23 La ecuación 23 es especialmente útil debido a su forma geométrica sencilla, a partir de la cual ameZcia puede ser fácilmente interpretado. En particular, amezcia puede determinarse directamente mediante la inspección de un analizador de señales digitales (o bien otro instrumento similar) ajustado para proporcionar una presentación visual que indica el lado izquierdo de la ecuación 23, que será una curva cosinusoidai a partir de la cual puede obtenerse fácilmente. Por ejemplo, en el cruce del cero de la onda cosinusoidal, la ecuación 23 será igual a cero y amezc-a será igual a 2??X/p. alternativamente, la ecuación 23 puede emplearse para determinar amezcia empleando un enfoque iterativo en donde se calcula una función medida a partir del lado izquierdo de la ecuación 23 (empleando las presiones medidas) y se compara con una curva cosmusoidal del lado derecho de la ecuación 23 en donde anezc_.a varía hasta que corresponda sustancialmente a la función medida. Varios otros ajustes de curva, identificación de parámetro y/o error mínimo o técnica de solución pueden emplearse para determinar el valor de ameZcia que proporciona el mejor ajuste para cumplir con la ecuación 23. La resolución de la ecuación 23 para amezCia proporciona la siguiente solución de forma cerrada:
Ecuación 24
Con referencia a la figura 41, se muestra una gráfica de velocidad de sonido (a-e -: ) versus corte de agua en conde mella se calcula empleando la ecuación 23 de conformidad con lo descrito arriba. La figura 41 es para una tubería de acero de esquema 160 que tiene un diámetro interno de 5.08 cm (2 pulgadas), ?x= 60.96 cm (2 pies), con espaciado igual entre tres ubicaciones axiales de sensores, cada sensor siendo un sensor de presión hace piezoeléctrico, existiendo 4 sensores espaciados circunferencialmente de manera regular en cada ubicación de detección axial. La línea 452 muestra el valor teórico para corte de agua con base en la ecuación 12, la figura 2 comentada arriba, y los círculos son los valores calculados para a^zzia- Alternativamente, la ecuación 9 puede escribirse de forma trigonométrica para espaciado arbitrario entre los sensores de presión y donde Mx es no significativa (kl=kr) , de la siguiente manera:
Ecuación 25
=0
donde P32=P3 (?) /P2 (?) y P12=P: (?) /P2 (?) . Con referencia a las figuras 13, 14, si el número de Mach Mx no es insignificante y/o si se desea calcularlo, el valer de Mx y amezcia donde el término de error de la ecuación 10 es cero puede ser determinado de manera única a partir de la ecuación 10 para fracción de agua dada. Particularmente, para una fracción porcentual de agua dada, existe un valor único indicado por los puntos 90, 92 para corte de agua de 5% y 50%, respectivamente. Algoritmos conocidos de búsqueda de programática pueden emplearse para variar arsz;;a y Mx en rangos predeterminados para encontrar el valor de Mx y a-e-.--, donde el error igual cero (se comenta con mayores detalles más adelante) . Con referencia a la figura 15, la lógica de cálculo 40 empieza en un paso 100 en donde se calcula P? como la proporción entre P?(?)/P2(?), y un paso 102 en donde P3 se calcula como la relación P:(?)/P3(?). Después un pase 103 determina si el número de Mach Mx de la mezcla no es significativo (o bien sí se desea calcular Mx) : Si Mx no es significativo, un paso 104 determina si los sensores 14, 16, 18 están espaciados de manera igual (es decir xl-x2=x2-x3=?x) . Si los sensores están espaciados de manera igual, los pasos 106 establecen valores iniciales para ?=?l (por ejemplo 100 Hz) y un contador n=l. Después, un paso 108 calcula mezcia (n) a partir de la solución de forma cerrada de la ecuación 14. Después, un paso 110 revisa si la lógica 40 ha calculado amezcia en un número predeterminado de frecuencias, por ejemplo, 10. Si n no es mayor que 10, los pasos 112, 114 incrementan el contador n por uno e incrementan la frecuencia ? por una cantidad predeterminada (por ejemplo, 10 Hz) y el paso 108 se repite. Si la lógica 40 ha calculado amezcia en 10 frecuencias, el resultado del paso 116 debe ser sí y la lógica 40 prosigue hasta el paso 116 que determina un valor promedio para amezcia empleando los valores de ameZcia (n) en las 10 frecuencias, y la lógica 40 sale. Si los sensores no están espaciados de manera igual, los pasos 120 establecen xl, x2, x3 en el espaciado de sensor de presión actual, y establecen valores iniciales para ?=?l (por ejemplo, 100 Hz) y el contador n=l . Después, un paso 122 establece ameZcia = ameZcia-min
(por ejemplo, apetróieo = 121,920 cm/segundo (4000 pies/seg) y un paso 124 calcula el término de error a partir de la ecuación 10. Después, un paso 126 revisa si error = 0. Si el error no es igual a cero, ameZcia es incrementado por una cantidad predeterminada y la lógica 40 prosigue hasta un paso 124. Si el error= O (o bien un mínimo) en el paso 126, un paso 130 establece amezcia. Después, un paso 132 revisa si n es mayor o igual a 10. Si no es el caso, un paso 134 incrementa n por uno e incrementa la frecuencia ? por una cantidad predeterminada (por ejemplo 10 Hz) . Si n es mayor o igual a 10, un paso 138 calcula un valor promedio para ameZcia en las 10 frecuencias. Con referencia a la figura 16, si el número de Mach Mx es significativo, los pasos 200-204 establecen condiciones iniciales: ?=?l (por ejemplo, 100 Hz) ; Mx= Mx-min (por ejemplo, 0); amezcia = amezcia-m?n (por ejemplo, aPetroleo = 121,920 cm/segundo (4000 pies/seg) ) . Después, un paso 206 calcula el término de error de la ecuación 10 en un paso 202. Después, un paso 208 revisa si el error= 0 (o bien un minimo) . Si no es el casa, un paso 210 revisa si amezcia = ameZcia-max (por ejemplo, a aagUa = 152,400 cm/segundo (5000 pies/seg)). Si el resultado del paso 210 es no, un paso 212 incrementa ameZcia por una cantidad predeterminada (por ejemplo, 30.48 cm/segundo (1 pie/seg) ) y la lógica prosigue hasta el paso 206. Si el resultado del paso 210 es sí, un paso 214 incrementa Mx por una cantidad predeterminada (por ejemplo, 1) y la lógica prosigue hasta el paso 204. Cuando el paso 208 indica error= 0 (o bien un mínimo) , un paso 216 establece ameZcia(n)= ameZcia y Mx(n)=Mx, y un paso 218 revisa si los valores de amezcia y Mx han sido calculados en 10 frecuencias diferentes. Si no es el caso, un paso 220 incrementa el contador n por uno y un paso 222 incrementa el valor de la frecuencia ? por una cantidad predeterminada (por ejemplo 10 Hz) . Si los valores de amez:a y Mx han sido calculados en 10 frecuencias diferentes (es decir, n = 10) , un paso 224 calcula valores promedios para amezcia (n) y Mx(n) en las 10 frecuencias diferentes para calcular ameZcia y Mx . El valor para amezcia arriba es similar al mostrado en las figuras 13, 14, comentadas arriba, donde le valor final de amezcia son los puntos 90, 92 donde el error es igual a cero. En vez de calcular un valor promedio para amezcia en los pasos 116, 138, 24, amezcia puede calcularse mediante la filtración o la colocación en ventana de amezcia (n) , a partir de frecuencias predeterminadas. El número de frecuencias y las frecuencias evaluadas pueden ser cualquier número y valores deseados. Así mismo, en vez de calcular amezcia y/o Mx en más que una frecuencia, puede calcularse en solamente una frecuencia. Además, la lógica mostrada en las figuras 15, 16 es uno de mucho algoritmos posibles para calcular araeZcia empleando las enseñanzas de la presente invención. Con referencia a la figura 1 y a la figura 18, la flexibilidad del tubo 12 (o bien conducto) en la región de detección puede influenciar la precisión o la interpretación de la velocidad medida de sonido amezzia de la mezcla de dos formas primarias. En cuanto a la primera forma, con referencia a la figura 18, la flexión de la tubería 12 en la región de detección reduce la velocidad medida de sonido amezcia en comparación con el sonido en un dominio no limitado. La velocidad del sonido en un dominio no limitado (medio infinito) es una propiedad que se relaciona estrechamente con las propiedades de fluido. Particularmente, la influencia de espesor de pared de tubería (o bien flexibilidad de la tubería) en velocidad medida de sonido debido a la reducción de la velocidad de sonido para la tubería que tiene un diámetro nominal de 5.08 cm (2 pulgadas) y que tiene 100% de agua (pw=1000 kg/m3; a„= 152,400 cm/segundo (5000 pies/seg) ) dentro de la tubería y un vacío
(o bien aire) fuera del diámetro de la tubería, se muestra. La velocidad de sonido de agua en una tubería infinitamente rígida (es decir, módulo infinito) se indica mediante una curva plana 350, y la velocidad de sonido de agua en una tubería de acero se indica por medio de una curva 352. Un punto 354 en la curva 352 indica el valor de la velocidad de sonido de aproximadamente 145,328.64 cm/segundo (768 pies/seg) para una tubería de acero de esquema 80. Por consiguiente, entre más gruesa la pared de la tubería, más cerca la velocidad del sonido se encuentra del valor de 152,400 cm/segundo (5000 pies/seg) para una tubería infinitamente rígida.
Los errores (o efectos de límite) mostrados en la figura 18 introducidos en la medición por una tubería no rígida (o flexible) 12 pueden calibrarse y corregirse para determinar de manera precisa la velocidad del sonido en el fluido en un medio no limitado. Así, en este caso, r.ientras el sistema (tubería) no modifica la velocidad de propagación, dicha velocidad puede ser representada en la velocidad de propagación en un medio infinito de manera predecible. Particularmente, en el caso de fluidos contenidos en la tubería flexible, la velocidad de propagación de ondas de compresión es influenciado por las propiedades estructurales de la tubería. En el caso de un fluido contenido en la tubería 12 rodeada por un .fluido de impedancia acústica no significativa (pa) , la velocidad de propagación se relaciona con la velocidad de sonido de dominio de fluido infinito y las propiedades estructurales a través de la relación siguiente:
+ s IR P Donde s - - Ecuación 26 mez -cala* medida P -a* mezcla mezcla E7Xt
donde R=radio de la tubería, t es el espesor de pared de tubería, pmezcia es la densidad de la mezcla (o fluido) , a-ez.-a es la velocidad real de sonido de la mezcla, ar.z?aa es la velocidad medida de sonido de la mezcla contenida er. la tubería 12, y E es el módulo de Young para el material de tubería. La ecuación 26 es válida primariamente para frecuencias en donde la longitud de onda de las características acústicas es larga (por ejemplo, mayor que aproximadamente 2 a 1) en comparación con el diámetro de la tubería y para frecuencias que son bajas en comparación con la frecuencia natural del modo de respiración de la tubería. La ecuación 26 se aplica también primariamente a longitudes de onda que son suficientemente largas de tal manera que la rigidez de la conformación de tubería domina las desviaciones radiales de la tubería. Para figura 18, la curva 352 (para 100% de agua) sería una de una familia de curvas para varias mezclas diferentes de petróleo/agua. Para el esquema 26, los términos pueden ser definidos en términos déla densidad de cada constituyente, y la fracción de fase volumétrica de la siguiente manera:
? A 1 mezc a
donde p es la densidad del i-avo constituyente de una mezcla de constituyentes múltiples, ax es la velocidad del sonido para el i-avo constituyente de la mezcla, f. es la fracción de fase volumétrica del i-avo constituyente de la mezcla y N es el número de componentes de la mezcla. Conociendo las propiedades de la tubería, las densidades y la velocidad de sonido (en un dominio infinito) de los constituyentes individuales, y la velocidad de sonido medida de la mezcla, se puede resolver la ecuación 26 para a.-Zcia- Así, ameZcia puede se determinada para una tubería flexible. La calibración de la tubería puede derivarse de otras ecuaciones o bien a partir de varios otros medios, por ejemplo analíticos, experimentales o de cómputo. Para ciertos tipos sensores de presión, como por ejemplo, sensores de deformación de tubería, acelerómetros, sensores de velocidad o sensores de desplazamiento, que se comentan a continuación puede ser deseable que la tubería 12 presente una cierta cantidad de flexibilidad de tubería. Alternativamente, para minimizar estos efectos de error 8y la necesidad de la calibración correspondiente) , provocados por la flexibilidad de la tubería, la sección de prueba axial 51 de la tubería 12 a lo largo de donde los sensores 14, 16, 18 están ubicados puede elaborarse de la manera más rígida posible. Para lograr la rigidez deseada, el espesor de la pared 53 de la sección de prueba 51 puede hacerse de tal manera que tenga un espesor predeterminado, o bien una sección de prueba 51 puede elaborarse de un material muy rígido, por ejemplo, acero, titanio, Kelvar , cerámica, o bien otro material con alto módulo. En cuanto a la segunda manera, si la tubería 12 es flexible y acústicamente conectada a fluidos y materiales fuera de la tubería 12 en la región de detección, por ejemplo el fluido de anillo, entubado, formaciones rocosas, etc., las propiedades acústicas de estos fluidos y materiales fuera de la tubería 12 pueden influenciar la velocidad medida del sonido. Debido a que las propiedades acústicas de tales fluidos y materiales son variables y desconocidas, su efecto sobre la velocidad medida del sonido no puede ser corregido de manera robusta por calibración (ni representado por la velocidad de propagación en un medio infinito de manera predecible. Con referencia a la figura 20, para aliviar este efecto, una manga de aislamiento externo 410 (o envoltura, bastidor o cubierta) se fija sobre la superficie externa de la tubería 12 sobre la parte en donde se localizan los sensores de presión 14, 16, 18 en la tubería 12. La manga 410 forma una cámara cerrada 412 entre la tubería 12 y la manga 410. Hemos encontrado que cuando la cámara 412 está llena de un gas, como por ejemplo aire, la energía acústica en la tubería no es una energía acústicamente conectada con fluidos y materiales fuera de la tubería 12 en la región de detección. Como tal, para una tubería flexible, la velocidad del sonido puede ser calibrada para la velocidad real del sonido en el fluido en la tubería 12 como se comento arriba. La manga 410 es similar a la manga del documento número de serie (número de registro CiDRA CC-0187) titulado "Measurement of Propagating Acoustic Waves in Compliant Pipes" (medición de la propagación de ondas acústicas en tuberías flexibles) , presentado de manera contemporánea con el presente documento que se incorpora aquí por referencia. Con referencia a la figura 19, en vez de los sensores de presión de puntos individuales 14, 16, 18 en las ubicaciones axiales xl, x2, x3 a lo largo de la tubería 12, dos o más sensores de presión, por ejemplo, cuatro sensores 400-406, pueden emplearse alrededor de la circunferencia de la tubería 12 en cada una de las ubicaciones axiales xl, x2, x3. Las señales provenientes de los sensores de presión 400-406 alrededor de la circunferencia en la ubicación axial dada pueden ser promediadas para proporcionar una medición de la presión acústica inestable promediada transversal (o bien circunferencial) . Otros números de sensores depresión acústica y espaciado anular pueden emplearse. El hecho de promediar varios sensores de presión anular reduce los ruidos provenientes de trastornos y vibraciones de la tubería y otras fuentes de ruido no relacionado con las ondas de presión acústica unidimensional en la tubería 12, creando por consiguiente un conjunto espacial de sensores de presión para ayudar a caracterizar el campo de sonido unidimensional dentro de la tubería 12. Los sensores de presión 14, 16, 18 descritos aquí pueden ser de cualquier tipo de sensores de presión, capaces de medir las presiones inestables (o bien ac o dinámicas) , dentro de una tubería, como por ejemplo acelerómetros (o bien geófonos) piezoeléctricos, ópticos, capacitivos, resistivos (por ejemplo, fuente de Wheatstone) , dispositivos de medición de la velocidad, dispositivos de medición de desplazamiento, etc. Si se emplean sensores de presión óptica, los sensores 14, 18 pueden ser sensores de presión basados en la rejilla de Bragg, tales como los descritos en la solicitud de patente Norteamericana copendiente número de serie 08/925,598, titulada "High Sensitivity Fiber Optic Pressure Sensor For Use In Harsh Environments" (sensor de presión de fibra óptica de alta sensibilidad para su uso en entornos rudos) , presentada el día 8 de septiembre de 1997. Alternativamente, los sensores 14-18 pueden ser calibradores de deformación eléctrica y óptica adjuntos o integrados en la pared externo o interna de la tubería que miden la deformación de la pared de la tubería, incluyendo micrófonos, hidrófonos, o bien cualquier otro sensor capaz de medir las presiones inestables dentro de la tubería 12. En una modalidad de la presente invención que emplea fibras ópticas como sensores de presión 14-18, pueden estar conectadas individualmente o bien pueden multiplexarse junto con una o varias fibras ópticas empleando multiplexión por división de longitud de onda (WDM) , multiplexión por división de tiempo (TDM), o bien cualquier otra técnica de multiplexión óptica (se comentan con mayores detalles más adelante) . Con referencia a la figura 21, si el medidor de deformación se emplea como uno o varios de los sensores de presión 14-18, puede medir las variaciones de presión inestables (o bien dinámicas o bien ac) Pin dentro de la tubería 12 mediante la medición de la expansión y contracción elástica, de conformidad por lo representado por las flechas 350, del diámetro (y por consiguiente la circunferencia de conformidad por lo representado por las flechas 351) de la tubería 12. En general, los medidores de deformación miden la desviación de la pared de la tubería en cualquier dirección en repuesta a señales de presión inestables dentro de la tubería 12. La expansión y contracción elástica de la tubería 12 se mide en la ubicación del medidor de deformación como los cambios P?r. en cuanto a la presión interna, por consiguiente mide la deformación local (deformación axial, deformación de sección de tubería o bien deformación axial) , provocados por desviaciones en las direcciones indicadas por las flechas 351, en la tubería 12. La cantidad de cambio en cuanto a la circunferencia se determina de varias maneras mediante la resistencia de la sección de tubería 12, la presión interna Pin, la presión externa Pout fuera de la tubería 12, el espesor Tw de la pared de la tubería 352, y la rigidez o módulo del material de tubería. Así, el espesor de la pared de tubería 352 y el material de tubería en las secciones de sensor 51 (figura 1) puede basarse en la sensibilidad deseada de sensores 14-18 y otros factores y puede ser diferente del espesor de la pared o material de la tubería 12 fuera de la región de detección 51. Todavia por referencia a la figura 21 y con referencia a la figura 1, si un acelerómetro se emplea como uno o varios de los sensores de presión 14-18, puede medir las variaciones de presión inestables (o bien dinámicas o bien ac) P?n dentro de la tubería 12 mediante la medición de la aceleración de la superficie de la tubería 12 en una dirección radial, de conformidad con lo representado por la flecha 350. La aceleración de la superficie de la tubería 12 se mide en la ubicación del acelerómetro o como los cambios de presión interna Pj.n y por consiguiente mide la respuesta radial dinámica local elástica de la pared 352 de la tubería. La magnitud de la aceleración es determinada de varias maneras por la resistencia del segmento de tubería 12, la presión interna P?n, la presión externa Pout fuera de la tubería, el espesor Tw de la pared de la tubería 352, y la rigidez o módulo del material de la tubería. Así, el espesor de la pare de la tubería 352 y el material de la tubería en la sección de detección 51 (figura 1) pueden establecerse con base en la sensibilidad deseada de los sensores 14-18 y otros factores y pueden ser diferentes del espesor de pared o material de la tubería 12 fuera de la región de detección 14. Alternativamente, los sensores de presión 14-18 pueden comprender un dispositivo de medición de velocidad radial o desplazamiento capaz de medir las características de desplazamiento radial de la pared 352 de la tubería 12 en respuesta a cambios de presión provocados por señales de presión inestables en la tubería 12. El acelerómetro, sensores de velocidad o desplazamiento pueden ser similares a los descrito en la solicitud de patente norteamericana copendiente, mancomunada, número de serie (número de referencia CiDRA CC-0194) , titulada "Displacement Based Pressure Sensor Measuring Unsteady Pressure in a Pipe"
(sensor de presión basada en desplazamiento que mide la presión inestable en una tubería) , presentada de manera contemporánea con la presente y que se incorpora aquí por referencia. Con referencia a las figuras 22, 23, 24, si se emplea un medidor de deformación óptico, los sensores de presión ac 14-18 pueden ser configurados empleando una fibra óptica 300 envueltas o enrolladas alrededor y fijadas sobre la tubería 12 en cada una de las ubicaciones de sensores de presión de conformidad con lo indicados por las envolturas 302, 304, 306 para las presiones Pi, P2, P3, respectivamente. Las envolturas de fibras 302-306 están envueltas alrededor de la tubería 12 de tal manera que la longitud de cada una de las envolturas de fibra 302-306 cambie con cambios en cuanto a la deformación de la sección de tubería en respuesta a variaciones depresión inestables dentro de la tubería 12 y por consiguiente se mide la presión de tubería interna en la ubicación axial respectiva. Tales cambios en cuanto a la longitud de las fibras se miden empleando técnicas de medición ópticas conocidas, de conformidad con lo comentado a continuación. Cada una de las envolturas mide sustancialmente la presión promediada circunferencialmente dentro de la tubería 12 en una ubicación axial correspondiente en la tubería 12. Así mismo, las envolturas proporcionan una presión promediada axialmente sobre la longitud axial de una envoltura dada. Mientras la estructura de la tubería 12 proporciona cierta filtración espacial de trastorno de longitud de onda corta, hemos encontrado que el principio básico de operación de la invención sigue siendo sustancialmente el mismo que en el caso e los sensores de puntos descrito arriba. Con relación a la figura 22, para modalidades de la presente invención en donde las envolturas 302, 304, 306 están conectadas en serie, pares de rejillas de Bragg (310, 312), (314, 316) , (318, 320) pueden localizarse a lo largo de la fibra 300 en extremos opuestos de cada una de las envolturas 302, 304, 306, respectivamente. Los pares de rejillas se emplean para multiplexar las señal de presión Pi, P2, P3 para identificar las envolturas individuales a partir de señales ópticas de retorno. El primer par de rejillas 310, 312 alrededor de la envoltura 302 puede tener una longitud de onda de reflexión ?i común, y el segundo par de rejillas 314, 316 alrededor de la envoltura 304 puede tener una longitud de reflexión ?2 común, pero diferente de la longitud de onda de reflexión del primer par de rejillas 310, 312. De manera similar, el tercer par de rejillas 318, 320 alrededor de la envoltura 306 puede tener una longitud de onda de reflexión ?3 común, que es diferente de la ?i, ?2. Con referencia a la figura 23, en vez de tener un par diferente de longitudes de onda de reflexión asociadas con cada envoltura, una serie de rejillas de Bragg 360-366 con solamente una rejilla entre cada una de las envolturas 302-306 puede emplearse cada una teniendo una longitud de onda de reflexión ?i común. Con referencia a las figuras 22 y 23, las envolturas 302-306 con las rejillas 310-320 (figura 22) o bien con las rejillas 360-366 (figura 23) pueden configurarse de numerosas formas conocidas para medir con precisión la longitud de la figura o cambio en cuanto a la longitud de la figura, como por ejemplo arreglos interferométricos, de Fabry Perot, de tiempo de vuelo, o bien otros arreglos conocidos. Un ejemplo de la técnica según Fabry Perot se describe en la patente Norteamericana No. 4,950,883 "Fiber Optic Sensor Arrangement Having Reflective Gratings Responsive to Particular Wavelengths" (Arreglo de sensores de fibra óptica que tienen respuesta de rejilla reflectora a longitudes de onda particulares) de Glenn. Un ejemplo de tiempo de vuelo (o bien multiplexión por división de tiempo; TDM) es el caso en el cual un impulso óptico que tiene una longitud de onda es lanzado por la fibra 300 y una serie de impulsos ópticos son reflejados de regreso a lo largo de la figura 300. La longitud de cada envoltura puede ser determinada por el retardo de tiempo entre cada impulso de retorno. Alternativamente, una posición o la totalidad de la fibra entre las rejillas (o bien incluyendo las rejillas, o bien la figura entera, si se desea) , puede ser dopada con un dopante de tierras raras (por ejemplo erbio) para crear un láser de fibra sintonizable, como se describe en la patente Norteamericana No. 5,317,576, "Continuously Tunable Single Mode Rare-Earth Doped Láser Arrangement" (arreglo láser dopado con tierras raras de un modal sintonizable continuamente) , de Ball et al o bien la patente Norteamericana No. 5,513,913, "Active Multipoint Fiber Láser Sensor) (sensor láser activo de fibras de puntos múltiples) , de Ball et al o bien la Patente Norteamericana No. 5,564,832, "Birefringent Active Fiber Láser Sensor", (Sensor de láser de fibra activo birrefringente) , de Ball et al, que se incorporan aquí por referencia. Mientras las rejillas 310-320 se muestran orientadas axialmente con relación a la tubería 12, en las figuras 22-23, pueden ser orientadas a lo largo de la tubería 12 axialmente, circunferencialmente, o bien en cualquier orientación diferente. Según la orientación, la rejilla puede medir deformaciones en la pared de la tubería 352 con varios niveles de sensibilidad. Si la longitud de onda de reflexión de rejilla varía con cambios de presión de interna, dicha variación puede ser deseada para ciertas configuraciones (por ejemplo, láser de fibra) o bien puede ser compensada en la instrumentación óptica para otras configuraciones, por ejemplo, permitiendo un rango predeterminado de desplazamiento de longitud de onda de reflexión para cada par de rejillas. Alternativamente, en vez de conectar en serie cada una de las envolturas, dichas envolturas pueden estar conectadas en paralelo, por ejemplo mediante el uso de acopladores ópticos (no ilustrado) antes con cada una de las envolturas, cada uno conectado a la figura común 300. Con referencia a la figura 24, alternativamente, los sensores 14-18 pueden también ser formados como un sensor puramente interferométrico mediante la envoltura de la tubería 12 con las envolturas 302-306 sin emplear rejillas de Bragg en donde fibras separadas 330,332,334 pueden ser alimentadas a las envolturas separadas 302,304,306, respectivamente. En esta modalidad particular, técnicas interferométrícas conocidas pueden emplearse para determinar la longitud o cambio de longitud de la fibra 10 alrededor de la tubería 12 debido a cambios de presión, como por ejemplo técnicas interferométricas de Zehnder o Michaelson de Mach, tales como las descritas en la Patente Norteamericana No. 5,218,197, titulada "Method and Apparatus for the Non-invasive Measurement of Pressure Inside Pipes Using a Fiber Optic Interferometer Sensor" (Medición no invasiva de presión dentro de tuberías empleando un sensor de interferómetro de fibras ópticas) de Carroll. Las envolturas interferométricas pueden ser multiplexadas de conformidad con lo descrito en Dandrigde et al, "Fiber Optic Sensor for Navy Applications" (Sensores de fibra óptica para aplicaciones navales), IEE, Febrero de 1991, o bien Dandridge et al, "Multiplexed Interferometric Fiber Sensor Arrays" (Conjunto de sensores de fibras interferométricos multiplexados) , SPIE, volumen 1586, 1991, páginas 176-183. Otras técnicas para determinar el cambio de longitud de fibra pueden también emplearse. Así mismo se pueden emplear bobinas ópticas de referencia (no ilustradas) para ciertos enfoques interferométricos, y pueden también localizarse en la tubería 12 o bien alrededor de dicha tubería pero pueden ser diseñados para ser insensibles a variaciones de presión. Con referencia a las figuras 25 y 26, en vez que las envolturas 302-306 sean bobinas de fibra óptica totalmente envueltas alrededor de la tubería 12, las envolturas 302-306 pueden tener también geometrías alternativas, como por ejemplo una geometría de serpentín de radiador (figura 25) o bien una geometría de "pista de carreras" (figura 26), que muestran en una vista lateral como si la tubería 12 fuese cortada axialmente y colocada de manera plana. En esta modalidad particular, las envolturas 302-206 no están necesariamente envueltas 360 grados alrededor de la tubería sino que pueden colocarse en la porción predeterminada de la circunferencia de la tubería 12, y tener una longitud suficientemente grande para detectar ópticamente los cambios de la circunferencia de la tubería. Otras geometrías para las envolturas pueden emplearse en caso deseado. Así mismo, para cualquier geometría de las envolturas descritas aquí, más que una capa de fibra puede emplearse según la longitud de fibra global deseada. La longitud axial deseada de la envoltura particular se establece según las características de la presión ac que se desea mediar, por ejemplo, la longitud axial del trastorno de presión provocado por un vórtice a medir . Con referencia a las figuras 27 y 28, modalidades de la presente invención incluyen configuraciones en donde en vez de emplear las envolturas 306-306, la fibra 300 puede tener secciones más cortas colocadas alrededor de por lo menos una porción de la circunferencia de la tubería 12 que puede detectar ópticamente cambios en cuanto a la circunferencia de la tubería. Dentro del alcance de la presente invención se encuentra además el hecho que sensores pueden comprender una fibra óptica 300 colocad en un patrón helicoidal (no ilustrada) alrededor de la tubería 12. Como se comenta arriba, la orientación del elemento de detección de deformación variará la sensibilidad al as desviaciones en cuanto a deformaciones de pared de tubería 352 provocados por señales de presión inestable en la tubería 12 Con referencia a la figura 27, en particular, los pares de rejillas de Bragg (310, 312), (314, 316), (318, 320) se localizan a lo largo de la fibra 300 con las secciones 380-384 de la fibra 300 entre cada uno de los pares de rejillas, respectivamente. En este caso, técnicas de detección conocidas, por ejemplo Fabry Perot, técnicas interferométricas, de tiempo de vuelo o técnicas de detección de láser de fibra pueden emplearse para medir la deformación de la tubería, de manera similar a lo descrito en las referencias antes mencionadas. Con referencia a la figura 28, alternativamente, rejillas individuales 370-374 pueden colocarse en la tubería y emplearse para detectar las variaciones inestables en deformación de la tubería 12 (y por consiguiente la presión inestable dentro de la tubería) en las ubicaciones de detección. Cuando se emplea una rejilla única por sensor, el desplazamiento de longitud de onda de reflexión de rejilla serpa una indicación de cambios en cuanto al diámetro de la tubería y por consiguiente en cuanto a la presión. Cualquier otra técnica o configuración para un medidor de deformación óptico puede emplearse. El tipo de técnica de medidor de deformación óptico y enfoque de análisis de señales ópticas no es un factor crítico para la presente invención, y el alcance de la presente invención no pretende ser limitado a una técnica o enfoque particular. Para cualesquiera de las modalidades descritas aqui, los sensores de presión, incluyendo medidores de deformación eléctricos, fibras ópticas y/o rejillas, entre otros, de conformidad con lo descrito aquí, pueden sujetarse sobre la tubería mediante adhesivo, pegamento, sustancias epóxicas, cinta o bien cualquier otro dispositivo de fijación para asegurar un contacto adecuado entre el sensor y la tubería 12. Los sensores alternativamente pueden ser removible o bien pueden estar fijados permanentemente a través de técnicas mecánicas conocidas tales como sujetador mecánico, arreglo con carga de resorte, engrapado, amarrado o bien otros equivalentes. Alternativamente, los medidores de deformación, incluyendo fibras ópticas y/o rejillas, pueden estar integrados en una tubería compuesta. Si se desea, para ciertas aplicaciones, las rejillas pueden ser desprendidas de la tubería 12 si se desea (o bien aislada de deformación o acústicamente de la tubería 12 si se desea) . Con referencia al as figuras 29, también dentro del alance de la presente invención se encuentran otras técnicas de detección de deformación que pueden emplearse para medir las variaciones de deformación de tubería, por ejemplo medidores de deformación piezoeléctrico, electrónico o eléctricos altamente sensibles fijados o integrados en la tubería 12. Con referencia a la figura 29, configuraciones diferentes conocidas de medidores de deformación piezoeléctricos altamente sensibles se muestran y pueden comprender medidores de tipo hojas. Con referencia a la figura 30, se muestra una modalidad de la presente invención en donde sensores de presión 14-18 comprenden medidores de deformación 320. En esta modalidad particular, los medidores de deformación 320 se colocan alrededor de una porción predeterminada de la circunferencia de la tubería 12. La colocación axial y la distancia de separación ?Xi, ?X2 entre los sensores de presión 14-18 se determinan de conformidad con lo descrito arriba. Con referencia a las figuras 31-33, en vez de medir las presiones inestables P1-P3 en la parte externa de la tubería 12, la invención funciona también cuando las presiones inestables se miden dentro de la tubería 12. Particularmente, los sensores de presión 14-18 que miden las presiones P:, P?, P3 pueden localizarse en cualquier lugar dentro de la tubería 12 y se puede emplear cualquier técnica para medir las presiones inestables dentro de la tubería 12. Con referencia a las figuras 34-36, la invención puede mediar también la velocidad de sonido de una mezcla que fluye fuera de una tubería o tubo 425. En este caso, el tubo 425 puede colocarse dentro de una tubería 12 y las presiones P?~P3 pueden medirse en la parte externa de la tubería 425. Se puede emplear cualquier técnica para medir las presiones inestables P1-P3 fuera del tubo 425. Con referencia a la figura 34, por ejemplo, el tubo 425 puede tener las envolturas ópticas 302-306 envueltas alrededor del tubo 425 en cualquier ubicación de detección. Alternativamente, cualesquiera de los sensores de medición de deformación o desplazamiento, velocidad o acelerómetros o técnicas antes descritas aquí puede emplearse en el tubo 425. Con referencia a la figura 35, alternativamente, las presiones P1-P3 pueden medirse empleando sensores de medición directa de presión o técnicas descritas aquí. Cualquier otro tipo de sensores depresión inestables 14-18 puede emplearse para medir ,las presiones inestables dentro de la tubería 12. Alternativamente, con referencia a la figura 36, hidrófonos 430-434 pueden emplearse para detectar las presiones inestables dentro de la tubería 12. En este caso los hidrófonos 430-434 pueden localizarse en el tubo 435 para facilitar el despliegue o bien por otras razones. Los hidrófonos 430-434 pueden ser fibra óptica, electrónicos, piezoeléctricos o bien otros tipos de hidrófonos. Si se emplean hidrófonos de fibras ópticas, los hidrófonos 430-434 pueden estar conectados en serie o en paralelo a lo largo de la fibra óptica común 300. El tubo 425 puede elaborarse de cualquier material que permite que sensores de presión inestables midan las presiones P?-P3 y puede ser hueco, sólido o bien llenado de gas o bien llenado de fluido. Un ejemplo de un sensor de presión dinámica se muestra en la solicitud de patente Norteamericana mancomunada copendiente no. de serie (No. de registro de abogado 712-2.40/CC-0067) titulada "Mandrel Wound Fiber Optic Pressure Sensor" (sensor de presión de fibra óptica enrollada en mandril) , presentada el, día 4 de Junio de 1999. Así mismo, el extremo 422 de la tubería 425 se encuentra cerrad y por consiguiente la trayectoria de flujo sería alrededor del extremo 422 de conformidad con lo indicado por las líneas 424. En el caso de aplicaciones en pozo de petróleo y gas, el tubo 425 puede ser una tubería envuelta con devanado o bien una herramienta de despliegue equivalente que tiene los sensores de presión 14-18 para detectar las presiones P?~P3 dentro del tubo 425.
Con referencia a la figura 17, se muestra una modalidad de la presente invención en una aplicación de pozo de petróleo o gas, la sección de detección 51 puede estar conectada al tubo de producción 502 o bien a una parte de dicho tubo de protección 502 (de manera análoga a la tubería 12 en la sección de prueba 51) dentro de un pozo 500. La manga de aislamiento 410 puede colocarse en los sensores 14-13 de conformidad con lo comentado arriba y fijarse sobre la tubería 502 en los extremos axiales para proteger los sensores 14-18 (o bien fibra) contra daños durante el despliegue, uso o recuperación, y/o para ayudar a aislar los sensores contra los efectos acústicos de la presión externa que pueden existir fuera de la tubería 502, y/o para ayudar a aislar las presiones ac en la tubería 502 a partir de presiones ac fuera de la tubería 502. Los sensores 14-18 están conectados a un cable 506 que puede comprender la fibra óptica 300 (figuras 22, 23, 27, 28) y se encuentra conectada a un transceptor/convertidor 510 colocado fuera del pozo 500. Cuando se emplean sensores ópticos, el transceptor/convertidos 510 puede emplearse para recibir y transmitir señales ópticas 504 hacia los sensores 14-18 y proporciona señales de salida que indican la salida P?~P en los sensores 14-18 en las lineas 20-24, respectivamente. Así mismo, el transceptor/convertidor 510 puede ser parte de la lógica de parámetro de fluido 60. El transceptor/convertidor 510 puede ser cualquier dispositivo que efectúa las 'condiciones correspondientes aquí. Particularmente, el transceptor/convetidor 510 junto con los sensores ópticos descrito arriba puede emplear cualquier tipo de técnica de medición basada en rejilla óptica, por ejemplo, técnicas de exploración interferométrica, exploración Fabry Perot, filtro sintonizado acústico óptico (AOTF) , tiempo de vuelo, y puede emplear WDM y/o TDM, etc., que tienen una sensibilidad suficiente para medir las presiones ac dentro de la tubería, como se describe en una o varias de las referencias siguientes: A. Kersey et al., "Multiplexed fiber Bragg grating strain-sensor system with a Fabry-Perot wavelength filter" (Sistema de sensor de deformación de rejilla de Bragg de fibra multiplexado con un filtro de longitud de onda de Fabry-Perot), Opt . Letters, Volumen 18, número 16, Agosto de 1993, Patente Norteamericana No. 5,493,390, expedida el 20 de Febrero de 1 996 a Mauro Verasi et al., Patente Norteamericana No. 5,317,576, expedida el 31 de Mayo de 1994, a Ball et al., Patente Norteamericana No. 5,564,832, expedida el 15 de Octubre de 1996 a Ball et al., Patente Norteamericana No. 5,513,913, expedida el día 7 de Mayo de 1996, a Ball et al., Patente Norteamericana No. 5,426,297, expedida el 20 de Junio de 1995, a Dunphy et ál., Patente Norteamericana No. 5,401,956, expedida el 28 de Marzo de 1995 a Dunphy et al., Patente Norteamericana No. 4,950,883, expedida el 21 de Agosto de 1990 a Glenn, Patente Norteamericana No. 4,996,419, expedida el dia 26 de Febrero de 1991 a Morey todas incorporándose aqui por referencia. Así mismo, los sensores de presión descritos aquí pueden operar empleando una o varias de las técnicas descritas en las referencias antes mencionadas. Varios sensores 10 de la presente invención pueden estar conectados a un cable común y multiplexados conjuntamente empleando cualquier técnica de multiplexión conocida. Se entenderá que la presente invención puede emplearse para medir fracciones de volumen de fluido de una mezcla de cualquier numero de fluidos en donde la velocidad de sonido de la mezcla amezcia se relaciona con las fracciones volumétricas de dos constituyentes de la mezcla (o bien es sustancialmente determinado por las fracciones volumétricas de dos constituyentes de la mezcla), por ejemplo, petróleo/agua, petróleo/gas, agua/gas. La presente invención puede emplearse para medir la velocidad de sonido de cualquier mezcla y puede por consiguiente emplearse en combinación con otras cantidades conocidas para derivar un contenido de fase de mezclas con varios (más que dos) constituyentes . Además, la presente invención puede emplearse para medir cualquier parámetro (o bien característica) de cualquier mezcla para uno o varios fluidos en donde dicho parámetro se relaciona con la velocidad de sonido de la mezcla ar-z-_-, por ejemplo, fracción de fluido, temperatura, salinidad, contenido de minerales, particulas de arena, residuos, propiedades de tubería, etc., o bien cualquier otro parar.etro de la mezcla que se relacione con la velocidad de sonido de la mezcla. Por consiguiente, la lógica 48 (figura 1) puede convertir ameZcia en dicho (s) parámetro (s) . Además, la invención funcionará de manera independiente ce la dirección del flujo o de la cantidad de flujo del (de los) fluido (s) en la tubería, y sí o no existe un flujo en la tubería. Así mismo, independientemente de la ubicación, característica y/o dirección (es) de la propagación ce la fuente de las presiones acústicas. Así mismo, en vez de una tubería, se puede emplear si se desea cualquier conducto o ducto para llevar un fluido. Así mismo, las señales en las líneas 20, 22, 24 (figura 1) pueden ser señales de tiempo Hi (t) , H2 (t) , H3 ( t) , donde Hn(t) tiene la señal de presión Pn(t) como un componente ce la misma, como por ejemplo FFT[H?(t)] = G(?)P?(?), FFT[H; t) ] = G(?)P2(?), y la relación H2(?)/H?(?) = G (?) P2 (?) /G (?) P: ?) = P2(?)/P?(?), donde G(?) es un parámetro que es inherer.ee a cada señal de presión y puede variar con la temperatura, presión o tiempo, como características de calibración, por ejemplo desplazamiento, linealidad, etc. Así mismo, en vez de calcular las proporciones P:; y Pi3, ecuaciones similares a las ecuaciones 9, 10 pueden ser derivadas mediante la obtención de las proporciones de cualquier otro grupo de dos pares de presiones, a condición que el sistema de las ecuaciones 5-7 sea resuelto para B/A o A/B y la relación de dos pares de presiones. Así mismo, las ecuaciones mostradas aquí pueden ser manipuladas diferentemente para lograr el mismo resultado que lo descrito aquí . Además, si, para una aplicación dada, la relación entre A y B (es decir, la relación entre las ondas que se desplazan hacia la derecha y hacia la izquierda, o bien el coeficiente de reflexión R) se conoce, o bien si se conoce el valor de A o B, o bien si el valor de A o B es cero, solamente se requieren de dos de las ecuaciones 5-7 para determinar la velocidad de sonido. En este caso, la velocidad de sonido ameZcia puede medirse empleando solamente dos sensores de presión acústica espaciados axialmente a lo largo de la tubería. Además, mientras se ha descrito la invención empleando un enfoque de dominio de frecuencias, se puede emplear en su lugar un enfoque de dominio de tiempo. Particularmente, las ecuaciones 5, 6, 7 pueden ser escritas en forma de ecuación 1 en el dominio de tiempo que proporciona las ecuaciones de dominio de tiempo P?(x?,t), P2(x2,t), P3(x3,t), y se puede resolver para la velocidad de sonido amezcia y eliminando los coeficientes A, B empleando técnicas de procesamiento de señales y analíticas de dominio de tiempo conocidas (por ejemplo, convolución) . Con referencia a las figuras 37-40, se entenderá que aun cuando la invención ha sido descrita arriba empleando la ecuación de onda acústica unidimensional evaluada en una serie de ubicaciones axiales diferentes para determinar la velocidad del sonido, cualquier técnica conocida para determinar la velocidad con la cual se propaga el sonido a lo largo de un conjunto espacial de mediciones de presión acústica en donde dirección de la(s) fuente (s) se conoce puede emplearse para determinar la velocidad de sonido en la mezcla. El término señales acústicas como se emplea aquí, como se sabe, se refiere a señales estacionarias en el tiempo, sustancialmente estocásticas, que tienen propiedades estadísticas promedio (RMS) que no varían significativamente en un período predeterminado de tiempo (es decir, señales ac no transientes) . Por ejemplo, el procedimiento para determinar la velocidad unidimensional de sonido ameZcia dentro de un fluido contenido en una tubería emplean un conjunto de mediciones de presión inestable es similar a un problema encontrado en acústica subacuática (por ejemplo, SONAR o bien Sound Navigation Ranging) . En acústica subacuática, se colocan conjuntos axiales de sensores para determinar la dirección de fuentes subacuáticas de ruido. El proceso se conoce como "formación de haz". En el espacio libre, es decir, en un medio no limitado, como por ejemplo el océano, la velocidad con la cual se propaga una onda sonora a lo largo de un conjunto axial depende de (1) la velocidad de espacio libre de sonido y (2) el ángulo incidente de la onda de sonido en el conjunto axial. Con referencia a la figura 37, la velocidad de sonido aparente ax en la cual se propaga la onda a lo largo del conjunto se relaciona con el ángulo o dirección (? = 90 - ?) de la fuente Sl y la velocidad de sonido a en el medio. Para una aplicación SONAR, como se sabe, la velocidad de sonido se conoce y la velocidad de sonido aparente ax se mide, lo que permite determinar la dirección por medio de la relación: ? = eos"1 (a/ax) . A la inversa, con referencia a la figura 38, hemos encontrado que en una tubería 12 en donde el ángulo o dirección del conjunto del sonido incidente se conoce, es decir, ? = 0 grado, la velocidad de sonido a del fluido en la tubería 12 puede determinarse de la siguiente manera. Particularmente, con referencia a la figura 39, para un caso de una fuente distante única en espacio bidimensional (2D) , la onda de presión puede ser escrita de la siguiente manera (como se describe en términos generales en A. Dowling y J. Williams, "Sound and Sources of Sound", (sonido y fuentes de sonido), capítulo 4, páginas 79-81;
i ? ( t - x sin ?, / a - y cos ?, / a ) P(x,y,t) = Ae Ecuación 27
La presión observada en el conjunto en y=0 es
P(x,y = 0,0 = Ae i? (t-x sin ?. la) Ecuación 28
P(x,t) = Ae - i?k? „, x _/' ? t Ecuación 29
donde kxr = (sin ?i) ? a. Un análisis similar puede efectuarse en el caso de una onda que se desplaza hacia la izquierda a lo largo del conjunto a partir de la fuente S2 como:
P(x,t) = Be + + i'k* ?.-i-x*.-,'ßM Ecuación 30 donde: k. ? - (sin ?;) ? a. Para la situación en la cual el sonido se está propagando al lado de la tubería, entonces ?-. = ?? = 90 grados y donde a = a-nezzia que es la velocidad del sonido de la mezcla de fluido en la tubería, entonces:
? *.-=*„ = Ecuación 31 a mezcla
Así, con referencia a la figura 38, para unas ondas acústicas que se desplazan hacia la izquierda y hacia la derecha, que se desplazan en la tubería 12, la ecuación de presión se vuelve:
+ ik .¡ x Jioit Ecuación 32
P{x, t) = Ae - i* , X e ~ ! <¡>t + Be
que es igual a la ecuación 1, y que puede emplearse para determinar la velocidad del sonido empleando los sensores descritos aquí y resolviendo las ecuaciones asociadas ecuación 5-7 presentadas arriba. El mismo resultado puede también observarse a partir de fuentes que se originan en un espacio tridimensional empleando sistemas cilindricos o bien otros sistemas de coordenadas. Los datos provenientes del conjunto de sensores pueden ser procesados en cualquier dominio incluyendo el dominio de frecuencia/espacial (como por ejemplo ecuación 4) , el dominio temporal/espacial (como por ejemplo ecuación 1), el dominio temporal/de número de onda o bien el dominio de número de onda/frecuencia (k-?) . Como tal, cualquier técnica de procesamiento de conjunto conocida en cualesquiera de estos dominios o bien de otros dominios relacionados puede emplearse, si se desea. Por ejemplo, la ecuación 5 puede ser representada en el dominio k-? tomando la transformación de Fourier espacial de la ecuación 5, lo que resulta en la siguiente representación k-?:
Ecuación 33
donde k es el número de onda y d es la función delta de Dirac, que se muestra como representación espacial/temporal del campo acústico en el plano k-?.
Alternativamente, en vez de emplear tres ecuaciones, ecuaciones 5-7, se puede emplear cualquier técnica conocida para usar un conjunto espacial (o bien en fase) de sensores para determinar la' dirección de una fuente acústica en un campo acústico tridimensional con una velocidad conocida de sonido (por ejemplo, procesamiento de conjunto espacial para conjuntos SONAR, conjuntos de RADAR (Radio Detecting And Ranging) y otros conjuntos, formación de haces, o bien otras técnicas de procesamiento de señales) , para resolver para obtener la velocidad del sonido conociendo la dirección de desplazamiento de las ondas acústicas, es decir, axialmente a lo largo de la tubería. Algunas de estas técnicas conocidas se describen en las siguientes referencias que se incorporan aquí por referencia: H. Krim, M. Viberg, "Two Decades of Array Signal Processing Research - The Parametric Approach",
(dos décadas de investigación en el procesamiento de señales de conjunto - el enfoque paramétrico) , revista IEEE Signal
Processing Magazine, páginas 67-94, R. Nelson, "Sonar Signal
Processing", (procesamiento de señal de sonar) capítulo 2, páginas 51-59. Con referencia a la figura 40, por consiguiente, la lógica de parámetros de fluido 60 puede comprender una lógica de procesamiento de conjunto espacial 450 que recibe el conjunto espacial de señales de presión acústica P?(t), P2(t), P3(t) y efectúa el procesamiento de conjunto espacial descrito aqui para determinar la velocidad de sonido ameZcia en la linea 46. Se entenderá que cualesquiera de las características, alternativas o modificaciones descritas en cuanto a una modalidad particular aqui puede aplicarse, usarse o incorporarse con cualquier otra modalidad descrita aquí. Aun cuando la invención ha sido descrita e ilustrada con relación a modalidades ejemplares de la misma, lo anterior y varias otras adiciones y omisiones pueden efectuarse sin salirse del espíritu y alcance de la presente invención.